OLETÍN Nº19 agosto 2013

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BOLETÍN Nº26, Abril 2016

El Boletín para Nuestra Comunicación

INTRODUCCIÓN

En el Boletín 25 nos referimos a las principales

características de los reservorios tight, obviamente a su baja

permeabilidad y también a su alta heterogeneidad y

anisotropía.

Concluimos, en función de ese análisis, en la necesidad de

representar estos yacimientos con Modelos Estáticos de alta

resolución, la que debe mantenerse en los Modelos

Dinámicos, sin realizar procesos de upscaling que “borran”

esas importantes variabilidades.

En ese entorno mostramos cómo pudimos realizar la

definición y caracterización de los reservorios utilizando toda

la información y realizaciones disponibles de las geociencias,

en el llamado Modelo de Entrada al Simulador Numérico

Dinámico, preparándonos para integrarla con los datos más

propios de la ingeniería de yacimiento, en el Modelo

Dinámico mismo. Mostraremos esa integración en este

Boletín.

Este proceso logra no sólo el enriquecimiento del Modelo del

yacimiento, sino, al mismo tiempo, una disminución de las

Incertidumbres del Modelo de Entrada al simulador.

Consideraremos también en este Boletín la simulación de

manera explícita de las fracturas hidráulicas, como formando

parte del yacimiento que determina el comportamiento

productivo de los pozos, de manera integrada con el propio

reservorio.

Finalmente veremos cómo esta manera integrada de conducir

el management de los reservorios tight nos permite lograr la

Identificación de los Sweet Spots del yacimiento, como las

zonas de mayor productividad y que podremos seleccionar

para realizar los futuros desarrollos del mismo.

Como le adelantamos, les presentaremos en este Boletín los

resultados productivos de campo de algunos de los

desarrollos seleccionados con los Modelos que realizamos.

Se trata de pozos de avanzada, no infill, cuya predicción

presenta más desafíos y son exponentes valiosos de la Bondad

del Modelo construido. Se verificaron en campo, con gran

aproximación, los resultados pronosticados.

Al pie del Boletín hallarán la dirección de nuestra Página

Web y también otras formas de comunicarse con nosotros.

Podrán disponer los Boletines anteriores en:

http://www.mgoilandgas.com.ar/1_HTML/publicaciones.html

LOS YACIMIENTOS TIGHT

Esquematizamos a continuación. Fig. 1, el Flujo de Trabajo que recorrimos para lograr el Modelo Dinámico de los Yacimientos Tight que evaluamos. Utilizamos t-Navigator de

RFD, un software de última generación que permite simular los yacimientos, con Alta Resolución, con las Fracturas Hidráulicas de manera explícita, en tiempos cortos.

MODELO DE ENTRADA

Integración de datos e Interpretaciones de

Yacimiento

AJUSTE HISTÓRICO

Del Modelo con el Comportamiento

Dinámico

FRACTURAS

HIDRÁULICAS DE LOS

POZOS

Simulación Explícita

SWEET SPOTS

Identificación de las mejores regiones para

Desarrollos

PRONÓSTICOS

DE PRODUCCIONES Y PRESIONES

Selección de Escenarios de Desarrollo y Explotación

CARACTERIZACIÓN

DINÁMICA

Saturación de los fluidos en función del tiempo

Fig 1. Modelo Dinámico de los Yacimientos Tight. Flujo de Trabajo

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En el Boletín 25 describimos cómo generamos el Modelo de Entrada al Simulador con las siguientes realizaciones:

La Generación de la Grilla de alta resolución del Modelo Estático;

El Modelo de Facies;

El Modelo de Porosidades Efectivas;

El Modelo de Permeabilidades Absolutas;

La Definición de las Propiedades Petrofísicas Especiales (SCAL)

La Validación de las Propiedades PVT de los Fluidos.

Como dijimos previamente, las Grillas de los modelos estáticos fueron las mismas que las de los modelos dinámicos, evitando el “upscaling” que “borra” las características de los reservorios.

Dimensiones y Propiedades de las Fracturas:

Ajustes Manuales /Automáticos y AsistidosWELL

Propiedades del Agente de Sostén

Estáticas

Dinámicas

Fig 2. Expresión Explícita de las Fracturas Hidráulicas por Pozo para su Simulación Dinámica

AHMAjuste

Manual o

Automático

Fig 3. Ajuste Histórico de Presiones Ensayo RFT de Pozo

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BOLETÍN Nº26, Abril 2016

MODELO DINÁMICO. AJUSTES HISTÓRICOS

Considerando realizaciones estáticas y dinámicas comenzamos siempre identificando las Unidades Hidráulicas Independientes, con sus respectivos Contactos de Fluidos.

Utilizando las funciones de Corey atribuimos las Propiedades Petrofísicas Especiales por Región o Tipo de Roca.

Ambas identificaciones y caracterizaciones serán “ajustadas” en el proceso de Ajuste Histórico del Modelo

Fig. 4. Ajuste Histórico de Producciones y Presiones y

Continuidad de Operaciones, a Nivel Pozo

La mayoría de los pozos de los yacimientos modelados tienen más de una fractura hidráulica, realizadas habitualmente al terminar el pozo. Esas fracturas sufren un efecto de daño con el correr del tiempo, por cierre de las mismas.

En los yacimientos tight que modelamos simulamos con tNavigator el reservorio conjuntamente con las fracturas hidráulicas de los pozos de manera explícita, considerando su geometría y sus características generales, como se detalla en la Fig. 2. Por las cuidadosas definiciones previas realizadas, se requirieron en general pequeños Ajustes de las distintas variables, acotados al rango de incertidumbre de las mismas.

En la Fig. 3 se observa el resultado del ajuste desarrollado sobre datos de presión de un ensayo RFT de pozo, mientras que en la Fig. 4 se muestra el resultado del ajuste sobre las producciones y presiones dinámicas de un pozo, conjuntamente con el Pronóstico de Continuidad de Operaciones. Los valores a nivel yacimiento fueron la suma de los obtenidos a nivel pozo.

EL AJUSTE HISTÓRICO Y LA CARACTERIZACIÓN DE LOS

RESERVORIOS

En la Fig. 5 se observan imágenes 2D correspondientes a los Cubos 3D de Caracterización de los Reservorios, luego del Ajuste Histórico realizado, para las variables Porosidad

promedio, Permeabilidad Absoluta promedio y MOIP. Esta última variable es la cantidad móvil de petróleo o gas, según corresponda al yacimiento modelado, como suma sobre la vertical para cada celda, a un determinado tiempo de evaluación.

Vemos que las mejores regiones del reservorio presentan las mayores permeabilidades y también los mayores MOIP.

OPTIMIZACIÓN DE LAS LOCACIONES DE POZOS

IDENTIFICACIÓN DE SWEET SPOTS

Observaremos cómo el Modelado Estático-Dinámico que desarrollamos permite la identificación de Sweet Spots con resultados productivos muy superiores a los normales.

En la Fig. 6 se muestran la distribución de MOIP, como suma en la vertical por celda del modelo y la Permeabilidad absoluta como promedio sobre la vertical también por celda

del modelo, en una región de uno de los modelos que realizamos. En estos mapas pueden observarse la Ubicación Original del pozo 17 en producción, y también una locación Optimizada que llamamos 17b.

En la locación original, se tiene MOIP Prom: 89 m3 y Kprom 2,6md, mientras que en la locación Optimizada estos valores son ambos mayores, MOIP Prom: 427 m3 y Kprom 5md.

En la Fig. 7 se presenta la producción y acumulada del pozo 17 desde su perforación, en el año 2007, hasta el año 2014, también se observa el pronóstico de producción entre las mismas fechas para la Locación Optimizada 17b, cuya acumulada más que triplica la de la locación original.

En la misma Fig. 7 se puede observar cómo la incertidumbre del MOIP afecta a la acumulada esperada de la Locación Optimizada, pero siempre con valores muy superiores a la del Pozo Perforado.

BONDAD DE LOS MODELOS CONSTRUIDOS

En la Fig. 8 se muestran los pronósticos conjuntamente con los resultados de campo obtenidos para 3 pozos de avanzada en uno de los yacimientos tight de petróleo modelados. Primero se observa en los valores de campo una etapa transitoria de producción, que según vimos, por su carácter no, forma parte del modelado. Luego continúa la porción pseudoestacionaria de la producción, con un importante ajuste con la predicción realizada.

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Porosidad Promedio Suma del MOIPPermeabilidad Promedio

Fig 5. Caracterización de los Reservorios luego del proceso de Ajuste Histórico – Distribuciones 3D

BM-0017

BM-0017b

Locación OriginalK averg: 2,6 mD

Locación Optimizada

K averg: 5 mD

Locación Original

Perm Prom: 2,6mD

Locación Optimizada

Perm Prom : 5 mD

Locación Original

MOIP Prom: 89 sm3Locación Optimizada

BM-0017b

MOIP Prom: 427 sm3

Fig 6. Optimización de las Locaciones de Pozos. Identificación de Sweet Spots

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Pozo Perforado Locación Optimizada

P90

BM-0017b

Avg

BM-0017b

P10

BM-0017b

Np Forecast:

50 km3 (314 500 bbl oil)

45 km3 (283 000 bbl oil)

40 km3 (251 600 bbl oil)

MOIP y sus Incertidumbres

Locación OptimizadaAcumuladas Pronosticadas

Np Histórica: 14 km3

Pozo BM -17 Pozo BM -17b

Np Pronosticada: 45 km3

NpQQNp

P10: 50km3

Promedio: 45 km3

P90: 40 km3

Fig 7. Optimización de Locaciones de Nuevos Pozos - Identificación de Sweet Spots Análisis de Incertidumbres – MOIP & Predicción de Producciones

Fig 8. Bondad del Modelo Construido

Predicción de Pozos de Avanzada Perforados

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CONCLUSIONES

Los Modelos Estático-Dinámicos para yacimientos tight que realizamos poseen las siguientes características:

Alta resolución acorde con las significativas heterogeneidades y anisotropías de estos yacimientos.

Importante integración del total de los datos disponibles.

Representación explícita de las fracturas hidráulicas, lo que permite modelarlas respetando la importancia de las mismas en la producción de los pozos.

Utilización de los datos de producciones y presiones de

los pozos y también de los ensayos RFT durante el proceso de Ajuste Histórico

Logro de fuertes caracterizaciones Estática-Dinámicas

Usando los modelos construidos se logra la identificación de los Sweet Spots de los yacimientos que permiten ubicar desarrollos exitosos

Alta coincidencia de los pronósticos de producción de los pozos en las etapas pseudo-estacionarias con los resultados de campo, como un indicador cuantitativo de la Bondad de los Modelos desarrollados

REFERENCIAS

1. Identificación Y Explotación de “Sweet Spots”

Remanentes en un Yacimiento de Baja Permeabilidad y

Alta Saturación de Agua en la Cuenca Neuquina. Mirta

C. de Galacho, Sebastián D. Grasso, Andrés E.

Legarreta; MG&A Oil & Gas. CONEXPLO 2014.

Mendoza.

PRÓXIMA ENTREGA

En los dos próximos Boletines nos referiremos a la

construcción de modelos integrales para yacimientos tight

gas: Reservorio e Instalaciones de Superficie.

“Tecnología de Avanzada” en Modelado Integrado

de Yacimientos

MG&A Oil&Gas ofrece su vasta experiencia a las Compañías del Upstream del Petróleo y Gas que operan en América Latina, brindándoles una amplia

gama de Servicios Integrados en:

Evaluaciones para el Desarrollo y Explotación Primaria y Secundaria

Revitalización de Campos Maduros

Optimización de los Proyectos de Recuperación Secundaria

Reservoir Management de Yacimientos de Baja Permeabilidad y Tight

Certificación y Auditoría de Reservas

Para brindar estos Servicios trabajamos, en ocasiones con nuestros clientes, en:

Geología Sedimentología Estratigrafía Petrofísica Geofísica Geoestadística Modelado Estático

Ingeniería de Reservorios. Simulación Numérica Dinámica Predicciones Dinámicas por Redes Neuronales Ingeniería de Producción Evaluaciones de Riesgo Evaluaciones Económicas Auditorías Técnicas & Económicas

Nuestras Recomendaciones Técnicas optimizan la economía de los proyectos

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